После проведения очередного ремонта коэффициент технического состояния по мощности гту

Значение параметров и коэффициентов технического состояния ГТУ для расчета располагаемой мощности и расхода топливного газа

Стационарный (промышленный) тип ГТУ

Судовой тип ГТУ

Авиационный тип ГТУ

Тип ГПА	Номинальная мощность, , МВт	Номинальный к.п.д.	Коэффициент техсостояния по мощности, К N	Коэффициент техсостояния по топливу, КТГ	Коэффициент, учитывающий влияние температуры воздуха, kt
ГТ-700-5	4,25	0,250	0,8	1,2	4,4
ГТК-5	4,4	0,260	0,8	1,2	3,7
ГТ-6-750	6,0	0,240	0,9	1,1	2,8
ГТН-6	6,3	0,240	0,85	1,1	2,8
ГТН-6У	6,3	0,305	0,95	1,05	2,8
ГТ-750-6	6,0	0,270	0,9	1,2	3,7
ГТ-750-6М	6,0	0,300	0,9	1,05	2,2
ГТК-10	10,0	0,290	0,85	1,2	3,7
ГТК-10М	10,0	0,320	0,9	1,05	3,7
ГТК-10И	10,3	0,259	0,85	1,1	2,0
ГТК-10ИР	9,5	0,330	0,9	1,05	3,2
ПЖТ-10	10,04	0,316	0,95	1,05	2,0
ГТН-16	16,0	0,290	0,8	1,1	3,2
ГТН-16М1	16,0	0,310	0,95	1,05	2,4
ГТНР-16	16,0	0,330	0,95	1,05	3,7
ГТН-25	27,5	0,281	0,75	1,2	3,2
ГТН-25-1	25,0	0,320	0,95	1,05	2,9
ГТК-25И	23,9	0,278	0,9	1,1	2,2
ГТК-25ИР	22,2	0,345	0,9	1,05	1,9
ГТНР-25И(В)	22,2	0,347	0,95	1,05	2,0
ГТНР-25И(С)	24,6	0,354	0,95	1,05	2,0
ГПА-Ц-6,3С	6,3	0,305	0,95	1,05	2,8
ГПУ-10	10,0	0,276	0,85	1,1	3,7
ГПУ-16МЖ	16,0	0,300	0,95	1,1	2,8
ГПУ-16МГ ГПА-Ц-16С Коберра-16МГ	16,0	0,340	0,95	1,05	2,9
ГПА 25 Р Днепр	25.0	0,350	0,95	1,05	2,8
ГПА-Ц-6,3	6,3	0,240	0,95	1,1	1,3
ГПА-Ц-6,3А	6,3	0,300	0,95	1,05	3,5
ГПА-Ц-6,3Б	6,3 (8,0)	0,290 (0,300)	0,95	1,05	1,6 (Т3 298 K)
ГПА 10Б	10,0	0,330	0,95	1,05	1,3 (T3 £ 303 K) 3,0 (T3 > 303 K)
ГПА-10 Урал	10,0	0,314	0,95	1,05	2,8 (Т3 313 K)
Коберра 182	12,9	0,275	0,9	1,1	2,2
ГПА-12 Урал ГПА-12Р Урал	12,0	0,340	0,95	1,05	0 (288 £ T3 £ 298 K) 2,9 (T3 298 K)
ГПА-16 Урал ГПА-16Р Урал	16,0	0,363	0,95	1,05	5,0 (Т3 > 298 К) 0 (288 £ Т3 £ 298 К) 2,7 (Т3 293 К) 2,1 (Т3 £ 293 К)
ПЖТ-21С ГПА-Ц-16АЛ ГПА-16 Нева	16,0	0,355	0,95	1,05	1,8 (Т3 298 K) 0 (288 £ Т3 £ 298 К)
ГПА-16 Волга	16,0	0,365	0,95	1,05	3,3 (Т3 > 288 К) 2,7 (Т3 £ 288 К)
ГПА-Ц-25	25,0	0,345	0,95	1,05	3,5 (Т3 > 288 К) 1,4 (263 £ Т3 £ 288 К) 0,6 (Т3 288 К) 2,7(Т3 £ 288 К)

Зависимость барометрического давления и поправки мощности ГТУ от геометрической высоты над уровнем моря

Геометрическая высота, H, м	Барометрическое давление, Pa (по ГОСТ 4401-81), МПа	Коэффициент учета высоты,
0	0,101325	1,000
100	0,10013	0,988
200	0,09895	0,977
300	0,09777	0,965
400	0,09661	0,954
500	0,09546	0,942
600	0,09432	0,931
700	0,09319	0,920
800	0,09208	0,909
900	0,09097	0,898
1000	0,08988	0,887
1500	0,08456	0,835
2000	0,07950	0,785

Порядок формирования проектных решений по магистральным газопроводам (укрупненно)

Ж.1 По картографическим материалам намечается трасса и определяются ее протяженность, условия прокладки, особенности рельефа (при необходимости), наличие многолетней мерзлоты и т.д.

Ж.2 Выполняются оптимизационные гидравлические и технико-экономические расчеты, по результатам которых выбирается наиболее экономичный (по выбранному критерию) вариант-сочетание основных параметров: диаметр труб, рабочее давление, мощности КС и их расстановка на трассе, тип и количество ГПА.

Ж.3 По выбранному варианту выдается задание на выполнение инженерных изысканий по трассе, выбор площадок КС и их изысканиям.

Ж.4 По материалам изысканий корректируется протяженность трассы и расстановка КС, после чего выполняются уточняющие гидравлические расчеты.

Ж.5 Данные, полученные в гидравлических расчетах и при выполнении инженерных изысканий, служат основанием для проектирования линейной части, КС и МГ в целом.

Ж.6 Все расчеты, как правило, выполняются для заданной производительности МГ, обусловленной заданием на проектирование.

Рекомендации по использованию коэффициентов технического состояния

И.1 Коэффициент технического состояния ЦБН – отношение фактических политропных к.п.д. или приведенного политропного напора к их номинальным значениям при номинальной величине приведенного объемного расхода на входе ЦБН:

при ( )

Допускается принимать постоянство К_н во всем рабочем диапазоне .

Перестроение характеристик ЦБН при ухудшении технического состояния производится следующим образом, исходя из принципа эквидистантного сдвига расходно-напорных характеристик по частоте вращения ротора на относительную величину .

— Исходная расходно-напорная характеристика, т.е. функция политропный напор (степень повышения давления) – объемный расход на входе, справедлива при скорректированной номинальной частоте вращения n = n_o (1,33 – 0,33 · К_н).

— Кривая к.п.д. корректируется .

— Кривые мощности (удельной мощности) сохраняются в исходном виде.

И.2 Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности К _N — отношение фактической приведенной мощности к номинальной величине.

Приведенные параметры ГТУ определяют по следующим формулам:

— приведенная мощность: ,

— приведенный расход топливного газа: ,

— приведенный к.п.д.: ,

— приведенные абсолютные температуры по тракту ГТУ: ,

— приведенные частоты вращения роторов: .

Фактическая приведенная мощность ограничивается предельными параметрами, номенклатура и величина которых индивидуальна для разных типоразмеров ГТУ (как правило, это частота вращения ротора газогенератора и температуры в турбине).

Процедура определения фактической приведенной мощности проводится следующим образом. Измеряются параметры ГТУ на нескольких режимах; рассчитываются приведенные параметры; строятся кривые зависимости ограничительных параметров от мощности в приведенной форме; определяется величина приведенной мощности при ограничении, которое вступает первым.

И.3 Коэффициент технического состояния ГТУ К_ТГ по топливному газу – отношение фактического приведенного расхода топливного газа к его номинальному значению при номинальной мощности.

Коэффициент К_ТГ принимается постоянным во всем рабочем диапазоне нагрузок ГТУ.

И.4 Текущие фактические коэффициенты технического состояния определяются агрегатной САУ, либо эксплуатационным персоналом по специальным методикам и используются в оперативных диспетчерских технологических расчетах, проводимых в соответствии с настоящими Нормами.

Источник

Полное меню

Основные ссылки

На правах рекламы:

Вернуться в «Каталог СНиП»

Положение о порядке сдачи в ремонт и приемки из ремонта газотурбинных ГПА.

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР

ПОЛОЖЕНИЕ
О ПОРЯДКЕ СДАЧИ В РЕМОНТ И ПРИЕМКИ
ИЗ РЕМОНТА ГАЗОТУРБИННЫХ ГПА

УТВЕРЖДЕНО Первым заместителем Министра газовой промышленности В. Динковым 11.07.79.

1. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

1.1. Настоящее положение определяет порядок сдачи в ремонт и приемки из капитального и среднего ремонта газотурбинных газоперекачивающих агрегатов, содержание подготовительных мероприятий, объем, основные положения и критерии проверок и испытаний, имеющих целью произвести оценку и обеспечить необходимое качество ремонта.

Положение разработано взамен «Временного положения о порядке сдачи в ремонт и приемки из ремонта ГПА с газотурбинным приводом на КС магистральных газопроводов. ОРГЭНЕРГОГАЗ, 1975 г.»

1.2. Положение распространяется на газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с газотурбинным приводом, кроме агрегатов с авиационными и судовыми турбинами.

1.3. Планирование периодичности, времени простоя, объема и вида планового ремонта ГПА осуществляется в соответствии с «РТМ 108. 022.105-77. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. Регламент технического обслуживания», «Временным положением системы планово-предупредительного ремонта ПТУ с ЦБ нагнетателем», «Правилами технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом» и «Нормами времени на текущий, средний и капитальный ремонт газотурбинных установок типа ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-6, ГТК-10».

1.4. Планы-графики ремонтов составляются эксплуатационной организацией, согласовываются с ремонтной организацией и утверждаются объединением.

1.5. Вывод агрегатов в ремонт и из ремонта, приемку в эксплуатацию и оценку качества ремонта производит комиссия под руководством начальника ГКС. В состав комиссии входят: старший инженер (инженер) по ремонту и (или) старший инженер (инженер) по эксплуатации, начальник участка и (или) прораб (мастер) ремонтной организации, представитель теплотехнической лаборатории (группы).

2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ И СДАЧА ГПА В РЕМОНТ

— составить предварительную ведомость дефектов и перечень планируемых модернизаций;

— провести совместно с ремонтной организацией измерения параметров и обследование ГПА на одном рабочем режиме под нагрузкой для получения данных, необходимых для анализа работы и технического состояния отдельных элементов оборудования. Экспресс-испытания проводятся по пунктам 3.13 , 3.18 , 3.20 , 3.21 , 3.22 настоящего Положения;

— представить ремонтной организации эксплуатационный формуляр (по формам приложения к ПТЭ компрессорных цехов с ГТУ часть 3, Оргэнергогаз, 1977) и ремонтный формуляр;

— назначить ответственного представителя за проведение ремонта агрегата.

2.2. До вывода агрегата в ремонт ремонтной организацией должны быть проведены следующие мероприятия:

— подготовлена необходимая ремонтная документация;

— заготовлены согласно объему работ по пункту 2.1 необходимые материалы, запасные части и узлы;

— укомплектованы и приведены в исправное состояние и при необходимости испытаны инструмент, приспособления и подъемно-транспортные механизмы;

— укомплектован и проинструктирован ремонтный персонал;

— подготовлены рабочие места для ремонтного персонала.

2.3. Вывод агрегата в плановый ремонт должен производиться эксплуатационным персоналом с разрешения диспетчерской службы объединения и должен быть оформлен предварительно оперативной заявкой.

2.4. В случае изменения графика ремонтная организация должна быть извещена об этом заблаговременно.

2.5. Началом ремонта агрегата считается время его сдачи в ремонт по акту.

2.6. После остановки ГПА в процессе проведения ремонтных работ эксплуатационная организация должна обеспечить:

— на месте производства ремонтных работ условия, гарантирующие безопасное их проведение и охрану труда в соответствии с требованиями ПТЭ и действующими правилами техники безопасности;

— инженерное обеспечение (электроэнергия, сжатый воздух и т.д.) и услуги в соответствии с утвержденным «Положением о порядке заключения и исполнения договоров на производство среднего и капитального ремонта, пуск и наладку энергомеханического, технологического оборудования и установок эксплуатационных предприятий ремонтными и пусконаладочными организациями Мингазпрома».

2.7. После вскрытия агрегата ремонтным персоналом совместно с работниками эксплуатации производится уточнение ведомости дефектов и составление графика производства работ.

2.8. В процессе ремонта производится поузловая проверка соответствия отдельных узлов и систем технической документации с оформлением двухсторонних актов или записью в формуляре.

3. ПРИЕМО-СДАТОЧНЫЕ ПОСЛЕРЕМОНТНЫЕ ИСПЫТАНИЯ

3.1. Оценка качества ремонта осуществляется проведением приемо-сдаточных испытаний и сравнением их результатов с нормативными данными.

3.2. Приемо-сдаточным испытаниям предъявляется отремонтированный ГПА при условии проведения на нем полного объема наладочных работ на всех системах и узлах. Готовность агрегата к испытаниям подтверждается актом ремонтной организации и записью в журнале сменного инженера.

3.3. Операции поузлового опробования, пусконаладочные работы и пробные пуски проводятся эксплуатационным персоналом по заявке, с разрешения и под наблюдением ремонтной организации. Пуски, остановки, испытания и эксплуатация после предъявления ГПА к приемо-сдаточным испытаниям производятся эксплуатационным персоналом с разрешения и под наблюдением ремонтной организации.

3.4. Перед пуском производится предпусковой осмотр и подготовка цеховых систем, обеспечивающих работу данного ГПА и агрегатных систем в соответствии с «ПТЭ компрессорных цехов с газотурбинным приводом (разделы 2.2.6 и 2.2.8 )».

3.5. Приемо-сдаточные послеремонтные испытания включают в себя следующие этапы:

— проверку функционирования и измерение параметров в системах ГПА на неработающем агрегате;

— автоматический запуск, работа под нагрузкой в течение 2 часов, нормальная остановка;

— автоматический запуск из горячего состояния;

— теплотехнические измерения (мощности ГТУ и КПД нагнетателя) на 3 режимах на полных или эквивалентных оборотах;

— измерение вибрационного состояния агрегата;

— измерение параметров и проверку маслосистемы и системы уплотнения нагнетателя, проведение анализа масла;

— измерение параметров и проверки вспомогательных систем и устройств;

— измерение температур корпуса турбины;

— определение потерь масла.

— проверку функционирования воздухозаборного устройства (открытие и закрытие клапанов, работоспособность сеток фильтра и вентиляторов и др.);

— проверку выполнения предпусковых условий в соответствии с инструкцией по эксплуатации;

— измерение величин давления в системах смазки, регулирования и уплотнения при включенных пусковых насосах, сравнение их с данными инструкций по эксплуатации;

— осмотр и проверку работоспособности пусковых насосов (отсутствие вибрации и перегрева);

— контроль установочных величин систем сигнализации и защиты, сравнение их с данными инструкции по эксплуатации, проверку работоспособности каналов сигнализации и защиты (имитацией сигнала или перестановкой сигнального контакта);

— проверку функционирования аппаратов воздушного охлаждения масла (работоспособность вентиляторов, воздушных клапанов, задвижек и др.).

3.7. Надежность работы ГПА в режимах запуска, остановки и изменения режимов проверяется последовательной серией испытаний:

— автоматический запуск из холодного состояния — работа под нагрузкой — нормальная остановка — автоматический запуск из горячего состояния.

3.8. В процессе первого автоматического запуска осуществляется контроль параметров запуска (последовательность и время выполнения операций, величины параметров) и сравнение их с данными инструкции по эксплуатации. Производится прослушивание агрегата. Переход на пооперационный ручной запуск и проведение наладочных и регулировочных работ на ГПА не допускается.

3.9. Работа под нагрузкой после первого запуска осуществляется в течение 2 часов, при этом производится постепенное увеличение нагрузки ГПА изменением частоты вращения ротора силовой турбины (осуществляется со щита управления). В зависимости от атмосферных условий и режима работы КС максимум нагрузки ограничивается одним из следующих параметров: частотой вращения роторов, давлением за нагнетателем, температурой в турбине.

Производится осмотр разъемов турбомашин, воздуховодов, газоходов, маслопроводов и газовых коммуникаций для визуального контроля утечек воздуха, продуктов сгорания, газа и масла. Утечки рабочих тел не допускаются.

Проверяется прилегание опорных лап и свобода перемещения дистанционных шайб турбогруппы. Отрыв лап и закусывание шайб не допускается.

3.10. Нормальная автоматическая остановка осуществляется с режима максимальной нагрузки после 2 часов наработки.

3.11. При наличии сбоев автоматического запуска и остановки, срабатывания при работе под нагрузкой предупредительной и аварийной сигнализации производится выявление и устранение дефектов и проверки повторяются.

3.12. После второго автоматического запуска (из горячего состояния) ГПА подвергается испытаниям на трех испытательных режимах для определения мощностных характеристик.

Режим I — режим минимальной рабочей частоты вращения силовой турбины (нагнетателя).

Режим II — промежуточный (85 % частоты вращения силовой турбины).

Режим III — максимальной нагрузки, ограничение его в пределах инструкции по эксплуатации осуществляется по одному из параметров: предельной рабочей частоте вращения роторов ТНД или ТВД, предельной температуре продуктов сгорания перед турбиной (после турбины), максимальному давлению газа за нагнетателем.

Методический принцип инструкций — использование зависимости мощностного параметра от давления за компрессором (перед турбиной).

Для агрегатов типа ГТ-700-5 (ГТК-5) и ГТ-750-6, оснащенных измерением перепада давлений на входном патрубке осевого компрессора, определение мощности и технического состояния ГТУ производится в соответствии с «Временной инструкцией по определению мощности и технического состояния газотурбинных агрегатов ГТК-5, ГТ-700-5, ГТ-750-6. ВНИИгаз, 1978».

Методический принцип — использование зависимости мощности от перепада давлений на входе компрессора.

Перед измерением параметров должны быть обеспечены следующие условия стабильности режимов. Выдержка на режиме — не менее 1 часа, колебание параметров — не более: частота вращения ± 20 об/мин, температура в турбине ± 3 + 5 °С, температура на входе в компрессор ± 0,2 + 0,3 °С, давление перед нагнетателем + 0,2 кгс/см 2 . Противообледенительная система должна быть полностью отключена.

Перечень измеряемых параметров для определения мощности и технического состояния ГТУ приведен в приложении .

Фактические величины мощности и температуры перед турбиной не могут быть критериями оценки технического состояния ГТУ: они должны быть сначала приведены к стандартным атмосферным условиям, затем экстраполированы (или интерполированы) до нормальной величины температуры перед турбиной. Для этой цели либо строится (по трем точкам режима I , II , III ) график зависимости приведенных мощности и температуры, либо используется усредненная величина наклона этой характеристики.

Техническое состояние ГТУ оценивается сравнением найденной приведенной мощности при номинальной температуре перед турбиной с номинальной мощностью данного типа ГТУ; их отношение называется коэффициентом технического состояния ГТУ.

Значение коэффициентов технического состояния (или приведенной мощности) ГТУ после ремонта не должно быть ниже следующих величин:

Источник